Le cauchemar nucléaire français (2/3)
Une tribune sur les obstacles qui se dressent sur la relance du nucléaire en France, en trois parties, signée Jean-Jacques Nieuviaert, président de la Société d’Études et de Prospective Énergétique (SEPE). Retrouvez la première partie ici.
II. : le rôle de l’État
Inutile de revenir sur l’important travail réalisé par la « Commission d’enquête visant à établir les raisons de la perte de souveraineté et d’indépendance énergétique de la France ». Il suffit de rappeler l’une de ses conclusions majeures : la nécessité de se doter d’une ambition énergétique sur trente ans, avec une loi de programmation étayée scientifiquement et industriellement, et qui intègre la hausse de consommation d’électricité.
Or, dans cette optique, que nous propose l’Etat français, en particulier par la voix de son nouveau think-tank « stratégique » le SGPE ? En fait beaucoup de choses, mais, en particulier, accompagnant ce qui ressemble en apparence à un revirement spectaculaire sur le nucléaire, une très large ouverture aux EnR intermittentes.
Ainsi, dans un document du 14 juin1, intitulé « Mieux produire, la planification écologique dans l’énergie », le SGPE préconise de pousser tous les leviers au maximum sur le nucléaire et sur l’ensemble des énergies renouvelables, ces dernières devant passer de 26 % à 34 % dans le mix électrique en 2030.
1. Nucléaire
Concernant le nucléaire, le document du SGPE prévoit la prolongation à 60 ans de l’ensemble du parc existant, tout en prenant en compte le fait que neuf unités pourraient avoir à fermer plus tôt.
Deux mois plus tôt, le 11 avril, la MTE avait demandé à EDF de mettre à l’étude, en lien avec l’ASN, une augmentation de puissance du parc nucléaire français. Elle avait également demandé à EDF de parvenir à produire 380 TWh à partir de son parc nucléaire à un horizon 2030, pour retrouver « le niveau d’avant crise »2. Il s’agissait de viser une amélioration de la maintenance et des gains significatifs de temps sur les arrêts de tranche. Mais le 24 juillet, la MTE a rehaussé la barre en précisant à EDF que « 400 TWh est l’objectif que vous vous fixez maintenant et que nous allons retenir pour 2030, notamment pour juger la performance opérationnelle des dirigeants de la maison EDF ». En retour, le 27 juillet, le PDG d’EDF a confirmé que le groupe était en train de mettre en œuvre un projet d’augmentation de puissance du parc. Pour lui, « il serait possible d’en ressortir un potentiel de 20 TWh, ce qui serait nécessaire pour atteindre l’objectif de 400 TWh demandé par le MTE » !
Concernant les nouveaux EPR, Le gouvernement cible maintenant de 8 à 14 EPR2 à l’horizon 2050, et non plus de 6 à 14. Mais rien de significatif ne se produira avant au minimum 2037, l’essentiel des mises en service se produisant surtout vers 2045, soit trop tard pour répondre aux 640 TWh de RTE.
Du coté des petits réacteurs modulaires (SMR), la stratégie gouvernementale prévoit maintenant pour la première fois des SMR, alors que jusqu’à présent ils semblaient destinés à l’export, mais en capacité il ne s’agit que de 4 GW.
Si une tribune de « scientifiques » viscéralement anti-nucléaires a été lancée le 20 juin pour marquer leur opposition à la poursuite du nouveau programme nucléaire français, il faut reconnaitre qu’au moins un de leurs arguments est assez pertinent : « miser sur de nouveaux réacteurs dont le premier serait au mieux mis en service en 2037 ne permettra en rien de réduire dès aujourd’hui et drastiquement nos émission de GES » !
2. Eolien terrestre
En février 2022, le Président de la République avait plaidé pour un ralentissement du programme des éoliennes onshore : « personne souhaite voir nos paysages remarquables, nos sites classés, abimés par des grandes toiles blanches », reportant ainsi l’objectif de 37 GW de 2030 à 2050. Le problème c’est qu’à partir des prévisions de RTE il faut réaliser une décarbonation super accélérée, ce qui conduit le SGPE à envisager un déploiement de 1,2 à 1,9 GW par an jusqu’en 2035 puis jusqu’à 2,5 GW par an au-delà. Cela conduirait à doubler le parc français en dix ans. En fait la voie de la renonciation et la volte-face politique est justifiée par RTE qui précise : « pour accélérer la décarbonation et réindustrialiser rapidement, il faut aller vite sur les renouvelables terrestres d’ici à 2030 et tout le monde l’a compris (sic !) ». RTE précise même : « Pour atteindre la neutralité carbone et même avec de nouveaux réacteurs , il faudra dans tous les cas beaucoup plus de solaire, d’éolien offshore et d’éolien terrestre. La pondération fine entre ces catégories est un choix politique ».
Concrètement sachant qu’en 2022, 21 GW d’éolien onshore ont produit 38 TWh, atteindre 37 GW pourrait fournir 67 TWh, mais une production sans lien direct avec la demande (qui risque d’obliger le parc nucléaire à moduler de plus en plus).
3. Eolien offshore
D’après le SGPE il s’agit maintenant d’atteindre 45 GW d’éolien offshore en 2050, et non plus 40 GW. Mais l’objectif 2035 de 18 GW semble déjà très aléatoire, alors que la cible 2030 n’est que de 4 GW. De plus, tous les spécialistes du secteur commencent à s’inquiéter d’une incapacité de l’industrie européenne à réussir à fournir toute le demande européenne d’offshore à partir de 2028, ce qui risque de ne pas arranger les affaires de la France.
En tout état de cause si 18 GW pouvaient quand même être installés, leur production pourrait être évaluée à 63 TWh, avec une plus grande prévisibilité que celle de l’onshore.
4. Solaire
D’après le SGPE, il s’agirait d’atteindre, en 2050, entre 128 et 160 GW de PV.
Si on estime un point de passage 2035 à 80 GW3 (effort considérable en partant de 16 GW), la production estimé pourrait être de 95 TWh (Sur la base de 19 TWh réalisés en 2022 avec 16 GW)
5. Bioénergies
Le 12 juin, le SGPE a réagi aux perspectives tendues dès 2030 sur les bioénergies et suggère d’en clarifier les usages prioritaires. Il a conclut que les usages pour le transport sont à interroger, tandis que ceux pour produire de l’électricité ou pour le chauffage et la cuisson sont à réduire. Donc il n’y a rien à espérer de ce côté pour le mix électrique.
Synthèse
En résumé face à une consommation estimée par RTE à 640 TWh en 2035, les différentes technologies envisagées par le SGPE pourraient fournir :
- Nucléaire 380 TWh
- Hydraulique 60 TWh
- Eolien onshore 67 TWh
- Eolien offshore 63 TWh
- PV 95 TWh
- Autre EnR 12 TWh
Soit un total de 677 TWh, mais avec seulement 440 TWh de pilotable, les 237 TWh restant risquant fort de conduire les pilotables à devoir moduler massivement lors des périodes de forte production EnR (il s’agit d’une capacité intermittente de 135 GW qui dépasse largement le besoin de pointe en France). Ceci fait qu’en pratique la valeur en énergie de 677 TWh sera impossible à atteindre, ou alors qu’elle devra être en partie exportée. La France devrait ainsi disposer au mieux de 550 à 600 TWh pour satisfaire sa demande, un déficit de 40 à 90 TWh…
Donc, ce qui apparait clairement dans les plans du gouvernement, synthétisés par le SGPE, c’est que le mix des solutions retenues sera incapable de satisfaire les besoins réactualisés laborieusement par RTE.
En synthèse :
Côté nucléaire : attente du parc nucléaire actuel trop faible, livraison des EPR2 trop tardive et appel aux SMRs trop limité.
Côté renouvelables : développement de l’éolien offshore à cause d’EPR trop tardifs, éolien onshore inefficace et solaire inexistant l’hiver, tandis que la biomasse doit être réservée à des usages « non électrifiables »
Nous aboutissons ainsi à une vision complétement incohérente, qui caractérise bien l’incompétence des décideurs politiques actuels en matière de politique énergétique.
Rendez-vous le 13 septembre 2023 pour découvrir la troisième et dernière partie !
1 Complété par un tableau de bord publié le 24 juillet ciblant la réduction des émissions de GES de 404 Mt en 2022 à 270 Mt en 2030.
2 Soit de 350 à 380 TWh, ce qui ne correspond en rien aux niveaux de production les plus élevés obtenus auparavant par le parc ( jusqu’à 465 TWh en 2005)
3 En passant par 48 GW en 2030.
COMMENTAIRES
« mais une production sans lien direct avec la demande (qui risque d’obliger le parc nucléaire à moduler de plus en plus). »
CE QUE LE NUCLEAIRE EST BIEN INCAPABLE DE FAIRE
« L’usage de la bioénergie pour produire de l’électricité ou pour le chauffage et la cuisson sont à réduire. Donc il n’y a rien à espérer de ce côté pour le mix électrique. »
l’INERTIE DU NUCLEAIRE DANS LA RAPIDIT2 DE MODULATION ETANT UN OBSTACLE, IL Y A BIEN UNE GRANDE INCOHERENCE A REFUSER L’INTERVENTION DE LA BIO-ENERGIE DANS LA PRODUCTION ELECTRIQUE PUISQUE LES CENTRALES A BIOGAZ SONT PRECISEMENT LES MOYENS LES PLUS REACTIFS CAPABLES DE REPONDRE AUX VARIATIONS RAPIDES DES PARCS EOLIENS NOTAMMENT.
« Côté renouvelables : développement de l’éolien offshore à cause d’EPR trop tardifs, éolien onshore inefficace et solaire inexistant l’hiver, tandis que la biomasse doit être réservée à des usages « non électrifiables » Nous aboutissons ainsi à une vision complétement incohérente »
VISION ETRIQUEE DES CAPACITES DES PPV QUI NE SONT PAS INEXISTANTS EN HIVER MAIS SEULEMENT DIMINUES. DIMINUTION QUI PEUT ËTRE TRES ATTENUEE AVEC UNE INCLINAISON FAVORISANT LA PRODUCTION HIVERNALE AU LIEU DE FAVORISER CELLE D’ETE QUI SERA SURABONDANTE AU MOMENT LE PLUS INOPORTUN AVEC LES VACANCES DE L’ACTIVITE ECONOMIQUE;
IL Y A BIEN UNE INCOHERENCE MANIFESTE A TOUS LES NIVEAUX : FREIN SUR L’EOLIEN TERRESTRE, CONFIANCE ILLUSOIRE SUR LA CAPACITE DU NUCLEAIRE A MODULER SA PUISSANCE, UTILISATION MAXIMISEE DU SOLAIRE EN PERIODE LA MOINS OPPORTUNE? NEGATION DE L’AVANTAGE DE PILOTABILITE DES CENTRALES A BIOGAZ, IMMOBILISATION DES CAPACITES DE FINANCEMENT DANS UN NUCLEAIRE EPR2 QUI NE PRODUIRA QUE TROP TARDIVEMENT LES OBLITERANT POUR DEVELLOPER LES RENOUVELABLES….. NOUS ALLONS AU DEVANT DE GROS PROBLEMES
Cher Serge !
Une stupidité, même écrite en lettres majuscules, reste toujours une stupidité !…
Et c’est vrai que vous disposez d’un don particulier pour « dénicher » les stupidités accumulées dans vos théories fumeuses !….
Même, en MAJUSCULES, elles ne m’ont pas convaincu !
Le nucléaire est une bonne énergie en soi.
Du moins, tant que la question du stockage des énergies variables n’est pas résolue à l’échelle suffisante, le nucléaire reste une énergie incontournable.
Concernant la modulation très coûteuse du nucléaire (au lieu de faire cette modulation sur les ENRv), je considère que cela relève de la trahison des intérêts de la France, dont la direction de RTE et de l’Ademe sont pleinement partie prenante.
Au sein du système à base d’ENRv, les STEP sont volontairement oubliées, sauf en Chine où les lobbies pétro-gaziers-ENRv ne font pas la loi, et dans quelques autres pays comme la Suisse, qui se situe en-dehors du carcan de l’UE.
Je cite Y. Bréchet, qui est le plus intelligent et le plus honnête, de ceux qui réfléchissent aux questions énergétiques, qui est un défenseur du nucléaire sans être anti-ENRv, et qui dit à peu ceci: « Cela n’a pas de sens de prévoir d’installer de grandes quantités d’ENRv sans savoir comment on va les intègrer ».
Tout à fait d’accord avec vos propos, Marc !
Juste un petit « bémol » au sujet de notre « réticence » supposée vis à vis des « STEP », qui sont, en effet, pour l’instant, les seuls « réservoirs » d’énergie permettant (dans un temps limité) de disposer d’un stockage d’énergie puissant, propre à « raboter » les pointes…
Pour avoir pu suivre d’assez près, à l’époque de sa construction, le gigantesque chantier du barrage de Grandmaison, en Isère, je ne suis pas sur qu’il serait possible, aujourd’hui, de faire accepter par les « riverains » (au sens large) des travaux d’une telle importance !…
Quand on constate les difficultés accumulées pour une minuscule « méga-bassine » !…Je cultive quelques doutes !
Bien d’accord avec vos propos, Marc !
J’émettrai cependant un petit « bémol » en ce qui concerne notre « réticence » supposée aux « STEP », qui restent, dans l’état actuel de nos connaissances, le moyen le plus sur de stocker de l’énergie dans le but de « raboter les pointes » (hélas, sur de courtes périodes)
En effet, pour avoir eu l’occasion de suivre de près les gigantesques travaux relatifs à la construction de « Grand maison », en Isère, je ne suis pas sur que ce grand (et magnifique) projet serait encore réalisable actuellement… (acceptabilité des « riverains »)
Quand on constate les « cabales » qu’ont suscité certains « petits » projets !…
DS: je pense que d’abord, il faut qu’il y ait un projet, un plan, et que cela soit expliqué.
Ensuite, s’il y a des retombées fiscales au niveau local, ces projets peuvent convaincre une partie des locaux et passer, comme cela a été le cas en Suisse lors de ces dernières années.
Le paragraphe 5 est assez éloquent et n’autorise aucun commentaire. La SGPE est surement composée de grands spécialistes
qui diront à RTE ou directement à EDF comment exploiter les centrales nucléaires à charge nulle. Heureusement, destiner la biomasse à faire de la chaleur et rien que la chaleur est très pertinent en période de réchauffement climatique ?!! Les vendeurs de groupes électrogènes diesel ont de beaux jours en perspective.
SGPE: Secrétariat Général à la Planification Ecologique
Je vous invite à consulter le document de travail de cette agence gouvernementale et particulièrement le sujet de l’électricité de la page 23 à 51 qui permet de mieux comprendre les propos de cette tribune.
https://www.gouvernement.fr/upload/media/content/0001/06/b2be9a22d052f9e36065e4a6ad765c6536942939.pdf
PS: Je confirme que l’écriture exclusive en majuscule non seulement n’invalide pas les stupidités mais elle rend la lecture quasi illisible ! Dans notre cas , ce n’est peut-être pas si mal !
Une inclinaison des panneaux photovoltaïques « favorisant la production hivernale » ne changerait pas grand chose et n’est qu’une vue très simpliste du sujet.
Par exemple, pour Lyon, passer d’une inclinaison de 35° à une autre de 70° n’augmenterait la production moyenne que de 14% en décembre et 12% en janvier.
Mais il faut savoir que sur les toitures inclinées, c’est la pente de la toiture qui détermine l’inclinaison des panneaux.
Sur les toitures plates, les parking et les grandes centrales au sol, passer d’une inclinaison de 35° à 70° augmenterait les ombrages, ce qui obligerait à augmenter l’espacement des rangées (pour éviter les ombrages) et au total diminuerait fortement la puissance installée pour une même surface disponible et augmenterait les coûts.
Le coût du terrain (acheté ou loué) a une importance relative beaucoup plus importante qu’il y a dix ans, lorsque les panneaux PV coûtaient beaucoup plus cher qu’aujourd’hui.
Pourquoi le nucléaire n’augmente-t-il pas sa production pour suivre la consommation (ou réduit-il même celle-ci), simplement pour faire de la place au gaz naturel ? Ce que l’on constate très souvent chaque matin.
Le combustible nucléaire en réacteur ne se gère pas comme un stock de charbon, de pétrole ou de gaz.
La réactivité des réacteur, déjà bien faible comme on le constate, diminue à mesure que l’on avance dans le cycle. Surtout, il faut éviter un rechargement en plein hiver, auquel cas la capacité serait diminuée lorsque les besoins d’électricité sont les plus importants.
C’est pour cela que la production nucléaire est réduite en fin de semaine à la belle saison. L’élément principal est l’optimisation de la gestion du combustible nucléaire et de la disponibilité des réacteurs.
Sinon, puisque l’électricité nucléaire est supposée être très peu chère, pourquoi ne pas exporter davantage ?
Sans doute aussi parce que le coût de production de l’électricité nucléaire est bien plus élevé que beaucoup ne l’imaginent.
@canado
« Sans doute aussi parce que le coût de production de l’électricité nucléaire est bien plus élevé que beaucoup ne l’imaginent. »
Un peu de suspicion, même sans preuve, ne fait jamais de mal !
Vous êtes certainement un expert comptable et vous pouvez aller voire les comptes d’EDF qui sont publiques , vous deviez y trouver la preuve de vos insinuations ?
En attendant vos résultats, la cour des comptes n’a jamais dénoncé des manipulations de la part d’EDF sur ses comptes de résultats et elle a évalué à plusieurs reprises le prix de l’électricité nucléaire :
« La Cour a appliqué ces différentes méthodes au coût complet de production du parc nucléaire existant, pour les années 2011 à 2020. Il en ressort un coût oscillant autour de 42 €/MWh sur la période en retenant la méthode « comptable » ou une approche du type « commission Champsaur », soit le niveau de prix fixé pour l’Arenh depuis 2012. En revanche, l’approche économique, analogue à celle utilisée par la Cour en 2014, conduit à des coûts de l’ordre de 60 €/MWh sur la période. Pour l’année 2019 en particulier, les calculs de la Cour aboutissent à des coûts de 43,8 et 64,8 €/MWh respectivement pour les approches comptables et économiques »
https://www.ccomptes.fr/fr/documents/58078
Canado: Le nucléaire, associé à une capacité suffisante de STEP peut répondre aux variations quotidiennes de la demande. Avec un prix du gaz faible, il est plus rentable de faire tourner les centrales à gaz. Avec un prix du gaz élevé comme cela a été le cas récemment, les STEP semblaient fonctionner davantage. (Les STEP récentes ont un rendement de 80%).
Néanmoins, avec le rechargement des véhicules électriques durant la nuit, le différentiel de consommation entre le jour et la nuit va se réduire.
Par contre, le développement massif du PV va nécessiter d’importants moyens de stockage journaliers, parce que la production PV est généralement à 0, le soir, lorsque la demande est maximale.
Le coût réel de la production d’électricité nucléaire est bien celui du coût complet économique, qui prend en compte la totalité des investissements.
Ce coût était bien de 68,4 €/MWh pour l’année 2019, comparé à 59,8 €/MWh en 2013 et 49,6 €/MWh en 2010. Le tout en euros courants.
Le coût pour 2019 a été calculé sur la base d’une durée de vie des réacteurs de 50 ans au lieu de 40 ans. Ce qui réduit la part annuelle des investissements initiaux, mais oblige à investir pour prolonger (changement des générateurs de vapeur … ).
En 2017, EDF avait chiffré le coût des travaux nécessaires à la prolongation du parc à 50 ans. Cela résultait à une augmentation du coût de production de 30 €/MWh en euros de 2015. Montant augmenté depuis.
Au début 2015 déjà, le président d’EDF estimait le coût de production du nucléaire à 55 €/MWh devant une commission du Sénat (en euros 2015).
Si la Cour des comptes faisait le calcul pour les années 2021 et 2022, le coût de l’électricité nucléaire serait encore bien supérieur à celui pour 2019.
Le coût de production de l’EPR sera sans doute supérieur à 120 €/MWh, ce qui est l’ordre de grandeur du tarif d’achat actualisé pour Hinkley-Point-C en G.B.
Pour d’éventuels EPR2, le gouvernement en est encore à rechercher comment financer leur construction. Pour le coût du MWh qui en sortirait, les estimations sérieuses se feront dans quinze ans.
Prenons un exemple concret, valable à différentes périodes de l’année.
Lors de la seconde semaine de 2023, en janvier donc, l’écart entre le minimum et le maximum de la consommation a été de 15,3 GW pour la journée moyenne.
Cet écart a été de 5,8 GW pour le nucléaire, avec lenteur et sans correspondre à la croissance rapide de la consommation chaque matin.
Pour les STEP, cet écart a été de 2,7 GW et de 2,4 GW pour l’hydraulique de lacs. Dans tous les cas , les mini et maxi ne sont pas nécessairement au même moment que la conso.
On voit bien que les STEP sont incapables de compléter le nucléaire, y compris en tenant compte de l’hydraulique au fil de l’eau et de lac.
Pour les six premiers mois de 2023, l’écart entre la production nucléaire et la consommation a été de 62,6 TWh. L’hydraulique a complété avec 28,9 TWh, dont seulement 2,6 GWh provenant du turbinage des STEP.
L’éolien et le solaire ont complété avec 33,6 TWh (plus 3,2 TWh de bioénergies). Autant de production carbonée en moins.
Par contre, le développement massif du PV va permettre de généraliser le tarif heures creuses en milieu de journée (ce qui se fait beaucoup hors des grandes agglomérations) et permettre le rechargement des véhicules électriques à ce moment, sur le lieu de travail ou à domicile.
La puissance des STEP en France est de 4,0 GW de pompage et 5,0 GW de turbinage.
(Techniquement, il serait possible d’en construire autant que nécessaire).
Ca fait une capacité de régulation de 9,0 GW entre les excès et les manques d’énergie nucléaire ou ENRv.
La seconde semaine de l’année n’est pas un exemple représentatif. Il n’y a aucune leçon à en tirer.
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&week=02
La production éolienne était forte et la demande faible (comme souvent). Les centrales à gaz ont tourné a minima pour ne pas devoir les éteindre et les faire redémarrer ensuite.
« Cet écart a été de 5,8 GW pour le nucléaire, avec lenteur et sans correspondre à la croissance rapide de la consommation chaque matin. »
Les variations du nucléaire et des STEP ont assuré la grande majorité, voire la totalité du différentiel de consommation à l’intérieur d’une journée.
Le nucléaire coûte cher, c’est vrai, arrêtez de raconter n’importe quoi sur les capacités du système nucléaire + STEP.
On est d’accord sur le fait que le PV va permettre le rechargement des véhicules électriques en milieu de journée.
Le développement prévu par ce gouvernement des ENR non pilotables, éolien et solaire PV est une stupidité, une de plus. La nécessité de les associer à de la puissance pilotable pour pouvoir produire un mix électrique qui respecte sous peine de blackout la condition impérative d’équilibre entre puissance produite et puissance consommée fait qu’à 1 GW de ce non pilotable, il faut associer environ 1 GW de pilotable. Et le pilotable est obligé de produire en miroir de la production non-pilotable, en clair le pilotage est obligé de diminuer sa production d’autant que de la production non-pilotable sans que pour autant la quantité d’électricité produite par ce mix augmente. Or le pilotable pourrait produire à lui seul cette quantité cette quantité d’électricité si les ENR ne lui étaient pas imposés. L’ENR non-pilotables sont donc parfaitement inutiles pour augmenter notre production d’électricité.E!les ont en principe une utilité dans les pays où le pilotable est produit essentiellement avec des combustibles fossiles pour diminuer la consommation de ceux-ci et les émissions de CO2 ( mais de combien exactement reste à démontrer) mais pas en France.
Dépense inutile chez nous donc, et cela d’autant plus que ce doublement de la puissance installée pour produire la même quantité d’électricité fait automatiquemement augmenter le coût de production du mix électrique comme on le constate dans toute l’Europe, et donc inutilement le prix de l’électricité.
Il n’est pas sage de coupler autrement que marginalement les ENR non-pilotables à du pilotable nucléaire, car celui-ci n’est pas conçu pour supporter les énormes et rapides variations de puissance qu’imposent ces ENR au pilotable qui lui est associé. Par conséquent, la disponibilité du nucléaire est un faux problème. Le développement des ENR non-pilotables nous imposera donc rapidement une association avec du pilotable gaz et charbon comme en Allemagne.C’est donc une idiotie.
Il faut au contraire rmettre le paquet pour revenir le plus vite possible à la situation prévalant avant l’introduction des ENR non-pilotables, c’est-à-dire avec essentiellemnt du pilotable décarboné, nucléaire et hydroélectricité, avec quelques centrales à combustibles fossiles pour passer les pointes.
Quant au solaire PV qui permettra de charger des véhicules en milieu de journée, nous faudra-t-il rouler uniquement la nuit?
BD: recharger son véhicule électrique en journée est moins pratique, pour certaines personnes, que durant la nuit, mais pour la plupart des gens, ce n’est pas non plus impossible !
Ce n’est pas le nucléaire en soi qui pose problème, mais l’enlisement de la filière dans la perte de compétences, le design trop compliqué de l’EPR. (Espérons que l’EPR2 soit moins compliqué), et l’arrêt du programme de RNR.
Sinon, faut-il faire comme De Gaule: oser laisser tomber les modèles nationaux pour choisir un modèle « étranger » qui fonctionne mieux ou qui est moins coûteux (ce qui fut d’ailleurs un très bon choix) ??
Quel est l’écart de réussite et de qualité entre l’EPR et les autres réacteurs 3G: l’AP1000 et leurs équivalents russes, chinois, et sud coréens ?
Le PV à moyenne et grande échelle, et en proportions raisonnables, et associé à des STEP, a de nombreux avantages et peut trouver une certaine complémentarité avec le nucléaire.
Chacun sait que la consommation d’électricité augmente fortement tous les matins, tout au long de l’année.
Pour éviter la situation particulière, aux causes différentes, des années 2020 à aujourd’hui, l’année 2019 est un bon sujet d’étude.
Sur une période de trois heures, entre 5h et 8h du matin (en 2019), la puissance appelée par la consommation a augmenté de 9600 MW en moyenne annuelle. Aux mêmes moments, la production nucléaire a augmenté de seulement 1300 MW en moyenne.
Pendant plus de la moitié de l’année, la puissance de la consommation a augmenté entre 11.000 et 17.400 MW en trois heures. Sur les mêmes heures, le nucléaire n’a réussi que dix fois à augmenter sa production de 5000 MW ou plus, sans atteindre 8400 MW.
Au mêmes heures, le turbinages des STEP n’a augmenté que 50 fois de plus de 2000 MW (avec un maximum inférieur à 3500 MW). Inversement, le pompage des STEP a diminué 148 fois de plus de 2000 MW (jusqu’à près de 3800 MW de diminution).
Sur l’année entière, la consommation maximale se situe à midi (12h) et pas à 19h. Le solaire produit le plus entre 12h et 13h.
Les AP1000 sont-ils plus compliqués que l’EPR ? Pourtant, il a fallu 105 mois en moyenne (presque 9 ans) avant de pouvoir connecter les AP1000 installés en Chine à Sanmen et à Haiyang. Pour les EPR de Taishan, c’était 103 et 110 mois (plus pour le second), pas pire que pour l’AP1000.
Aux USA, les deux AP1000 de Summer VC, commencés en 2013, ont été abandonnés à cause des retards importants et de la forte dérive des coûts de construction.
Pour ceux de Vogtle, le premier AP1000 a attendu 120 mois (10 ans) avant d’être récemment connecté. Le second devrait l’être bientôt, avec la même durée de construction.
Le coût de construction a été très supérieur à celui annoncé, mais les clients paieront. D’ailleurs, ils paient depuis dix ans une « contribution » obligatoire pour financer en partie les coûts de construction. Dans le même cas, ceux de Summer ne semblent pas avoir été remboursés malgré l’abandon de la construction.
En France, alors que les compétences ne manquaient pas et que le « design » de la série N4 n’était pas plus « compliqué » que celui de la série P4, il a fallu 196 mois (>16 ans) pour que Chooz B-1 puisse entrer en service commercial et 132 mois (11 ans) pour Civaux-2, le dernier des quatre (moyenne 166 mois, près de 14 ans) .
Réacteurs bien connus pour leur problème de corrosion : les plus gros et les plus récents.
Quand on veut tuer son chien on dit qu’il a la rage. Mais ce chien (avec l’eau des barrages) depuis les années 80 a grandement participé à la fourniture d’élec. Elec peu chère et abondante avec un taux de CO² des meilleurs !
Votre idéologie anti nuc vous rend ignoble.
Canado: la faible pilotabilité du nucléaire n’est même plus un sujet parce que le différentiel de consommation entre le jour et la nuit peut-être comblé par le rechargement des véhicules électriques durant la nuit.
Si le turbinage des STEP a atteint, en 2019, 3,5 GW maxi sur 5,0 de puissance disponible, c’est parce que certaines installations étaient en maintenance ou que RTE voulait conserver une réserve disponible en cas de panne sur un réacteur nucléaire. Il n’y aurait aucun problème technique pour construire autant de STEP que nécessaire.
La pointe de consommation du soir est plus longue que celle de midi !
Le PV a remplacé le charbon et une grande partie du gaz pour répondre au surplus de consommation journalier, ce qui est une bonne chose.
Le PV est déjà associé aux STEP, avec un pompage dans le milieu de l’après-midi, et un turbinage le soir et en matinée.
En France, depuis que l’éolien et le photovoltaïque ont connu un fort développement, 9.900 MW de capacité fossile ont été supprimées entre fin 2000 et fin 2021.
En Allemagne, la production d’électricité fossile est passée de 360 TWh en 2010 à 265 TWh en 2022. Celle des renouvelables est à l’inverse passée de 105 TWh à 255 TWh.
Très clairement, ce n’est pas le nucléaire (maintenant disparu) qui a réduit les fossiles en Allemagne, mais bien les renouvelables.
A noter que l’écart de prix de l’électricité entre la France et l’Allemagne s’est réduit depuis 2010.
En France, le coût complet de la production nucléaire est passé de 49,6 €/MWh en 2010, à 59,8 €/MWh en 2013 et à 68,4 €/MWh en 2019, selon les analyses successives de la Cour des comptes. Coût de production nucléaire bien supérieur aujourd’hui.
Le nucléaire est si peu pilotable qu’il n’a jamais réussi à suivre la forte augmentation de la consommation, chaque matin en particulier, depuis plus de dix ans (données antérieures non disponibles).
Arrêtez de raconter n’importe quoi.
Les 10 GW de capacités fossiles supprimées n’ont rien à voir avec les ENRv installées parce que lors des périodes de demande maximale (périodes hivernales anticycloniques) la production des ENRv est proche de 0.
L’efficacité énergétique, une meilleure isolation des bâtiments et le réchauffement climatique sont passés par là (donc avec des pointes de conso hivernale qui ont diminué nettement), c’est tout, et la France utilise davantage les centrales thermiques de ses voisins.
Mais ça, vous le savez, non ?
« Le nucléaire est si peu pilotable qu’il n’a jamais réussi à suivre la forte augmentation de la consommation, chaque matin en particulier, depuis plus de dix ans »
Relisez mes messages précédents: le différentiel de consommation entre le jour et la nuit n’est plus un problème pour le nucléaire, avec les véhicules électriques qui peuvent être rechargés durant la nuit.
Le nucléaire + STEP est parfaitement pilotable. C’est juste qu’à un moment donné, à partir des années 80, le gaz fossile était si peu cher que l’Etat a préféré faire tourner des centrales à gaz que de faire du nucléaire + STEP pour couvrir une partie du surplus de consommation journalier.
Voici ci-après une base de réflexion et hypothèse
Le nucléaire n’est pas adapté ni adaptable aux variations en dents de scie de la production électrique des renouvelables. Pour illustrer ceci voici une image : le nucléaire est constitué de poids lourds (réacteurs) qui doivent être chargés à 80% de leur capacité quand ils sont en fonction et rouler sur l’autoroute à vitesse constante : 70 km/h +/- 10.
Les centrales gaz sont les seules capables de suivre les fluctuations en dents descie des intermittents.
En Allemagne comme en France la production d’électricité actuelle est de l’ordre de ~ 500 TWH
Le besoin de pilotables disponibles pour passer les pointes de conso élec hivernales (patate anticyclonique brumeuse basée sur toute l’UE avec des renouvelables produisant 4 à 7 % de leur capacité) est de 85 à 90 GW pour 105 GW en FR à 115 GW en DE (installés actuellement)
Si le besoin en élec passe de 500 à 650 TWh (soit + 30 %) le besoin en pilotables dispo pour garantir la tenue du réseau et éviter tout black-out peut être estimé à 125 GW (soit + 40 %)
Ce qui ferait un besoin de 150 GW de pilotables installés.
Actuellement la France a environ 105 GW d’énergies pilotables installés dont 13 GW de gaz et 60 GW de nucléaire, 25 GW d’hydro, le reste étant pour le thermique fossiles et bioénergies (7)
Actuellement, les Allemands ont environ 115 GW d’énergies pilotables installés dont 30 GW de gaz et 55 GW de charbon lignite et Fioul, le reste étant l’hydro (5) le stockage (15) et la bioénergie (10)
Lors de périodes anticycloniques sévères en Allemagne, les 135 GW de renouvelables (déjà installés) avec 7% d’efficacité n’auront que 9 GW disponibles et la France avec 120 GW (à installer pour 2035 selon RTE/ Engie) n’auront que 8 GW dispo.
Conséquence
En France, Il manquerait au mieux 40 GW de pilotables dont 20 GW de centrales gaz et 20 GW de nucléaire soit une douzaine d’EPR2.
En Allemagne, il manquerait au mieux 30 GW de pilotables du gaz en l’occurrence, en conservant le charbon-lignite (bjr le CO²!.
Pendant les périodes d’été et venteuses sur toute l’UE, on ne saura que faire de la production pléthorique des intermittents vu les armadas d’ENRi installées et leur retentissement sur le réseau (tension et fréquence). Sans compter le talon qu’il faudrait conserver pour le nucléaire (combien faudra t-il de réacteurs en fonction ?). La priorité des ENRi sur le réseau étant une calamité à gérer, il vaudrait mieux en limiter la quantité à installer, reste à trouver ce bon ratio pour la France !
X Piechacryk (RTE) avec ceux qui ont conclu le plan du gouvernement selon SGPE, sont avant tout des idéologues et le bon sens leur fait vraiment défaut !
Nota) j’ai repris le chiffres de l’Allemagne pour montrer que le back-up fossiles nécessaire à leurs intermittents feront que celle-ci aura tjrs une intensité carbone bien supérieure à la notre …
On voit bien qui raconte n’importe quoi : des généralités, des croyances, sans rapport avec la réalité des statistiques.
La production éolienne est la plus importante en hiver et le facteur de charge de l’éolien est indépendant de la température. Mais pour le savoir, il faut connaître un peu mieux le sujet qu’en allant consulter « energy-charts » ou autres sites souvent cités par les commentateurs. Il est pourtant simple de regarder les données de RTE, d’ailleurs plus documentées dans le passé que depuis un an.
Pour la « pilotabilité » du nucléaire, il suffit de regarder la consommation à 5h et à 8h du matin, la production du nucléaire aux mêmes heure, et de voir de combien ont augmenté l’une et l’autre en trois heures. Attention, parfois, la production nucléaire baisse alors que la consommation augmente, sans que l’éolien ou le solaire n’y soient pour grand chose.
Au cours des dix derniers hivers, la moyenne du facteur de charge éolien a été de de 27,6% en novembre, de 31,7% en décembre, de 32,0% en janvier, de 35,2% en février et de 30,1% en mars.
Sur ces dix derniers hivers allongés de 151 jours, le facteur de charge éolien n’a été inférieur à 10% que 14 jours en moyenne (sur 151). Mais supérieur à 50% pendant 29 jours.
Le nucléaire n’est pas adapté aux fortes variations de la consommation, surtout entre 5h et 8h du matin lorsqu’elle augmente (en puissance) de 11.000 à 17.400 MW en trois heures, pendant plus de la moitié de l’année (année 2019). Voir détail plus haut.
Comme déjà dit, en Allemagne, la production d’électricité fossile est passée de 360 TWh en 2010 à 265 TWh en 2022, lorsque celle des renouvelables est passée de 105 TWh à 255 TWh.
Ainsi, plus de renouvelables, c’est moins de fossiles et moins de CO2.
Les calculs foireux ne font pas le poids devant la réalité.
Aucun problème pour la tension et la fréquence en Irlande. Pourtant, c’est une île qui doit gérer seule son réseau puisqu’elle n’est reliée qu’en courant continu avec le réseau européen. Cela ne l’empêche pas de pouvoir accepter jusqu’à 50% d’énergie renouvelable instantanée dans sa consommation depuis 2011 – 65% depuis 2018 et 75% depuis 2022. Ce sera 95% en 2030.
L’Irlande prévoit d’avoir de 70% à 80% de son électricité produite par les énergies renouvelables en 2030, éolien pour l’essentiel.
« Le facteur de charge de l’éolien est indépendant de la température ».
Si, les dépressions atlantiques amènent généralement de l’air doux et les anticyclones généralement de l’air froid.
Toujours les mêmes âneries, à l’image de votre climatosceptisme.
Vous tordez les choses dans tous les sens, pour essayer de faire croire, en vain, que le nucléaire, c’est tout mauvais, et les ENRv tout bon.
Restez dans le cadre d’une bonne documentaliste, qui m’a corrigé parfois (je le reconnais).
Si, les dépressions atlantiques amènent généralement de l’air doux et les anticyclones généralement de l’air froid.
Je précise: en période hivernale, alors que la production PV est faible et que l’éolien est plus important.
Sortir des statistiques à l’échelle de l’année, donc déconnectés de la demande, est de l’escroquerie intellectuelle.
Les âneries sont celles d’un individu qui ne sait pas lire les mots « derniers hivers » « novembre » … « mars »…
Les généralités météorologiques n’apportent rien d’utile.
Lors de la grande vague de froid de février 2012, lorsque les températures sont restées négatives pour la France (métropole), le facteur de charge de l’éolien a été très élevé.
Au cours des douze jours considérés, la température nationale a varié de -1,5°C à -4,9°C (moyenne -3,9°C).
Le facteur de charge éolien a été en moyenne de 31,1% pour ces 12 jours très froids, variant de 19,9% à 57,5%, excepté un jour à 13,6%.
Et pour ceux qui savent ce qu’est un monotone, on voit que pour un mois hivernal donné la production éolienne n’est pas inverse à la température.
Pour les autres considérations désobligeantes et inconsidérées, elles sont simplement à l’image de celui qui en fait usage.
Il est faux de dire que le facteur de charge de l’éolien étai important en févier 2012. Une très grande variabilité n’est pas sécurisant pour le réseau : https://www.rte-france.com/eco2mix/la-production-delectricite-par-filiere# Vous fantasmez, Canado !
En 2012, c’était l’anticyclone de Sibérie qui soufflait et apportait un froid très important, comme cela était régulièrement le cas il y a quelques décennies.
Cela est de moins en moins fréquent avec le réchauffement climatique, particulièrement fort en Sibérie, d’où un affaiblissement important de cet anticyclone, et des températures moins froides également.
Lors de ces 2 dernières années, rares ont été les courant d’air d’Est durant les périodes froides.
Les courants d’air du Nord sont également limités.
Les graphiques sont suffisamment éloquents à défaut de fournir des chiffres précis (souvent mal interprétés…)
Mais si vous connaissez le coefficient de corrélation entre la variation de température et la variation de la puissance éolienne délivrée durant les mois de décembre, janvier, février, lors de ces 5 dernières années, en France, avec preuve de calcul à l’appui, je suis preneur !
@ Marc
Dans mon post du 7 sept, j’avais écris :
» Le besoin de pilotables disponibles pour passer les pointes de conso élec hivernales (patate anticyclonique brumeuse basée sur toute l’UE avec des renouvelables produisant 4 à 7 % de leur capacité) »
Les 4 % et 7% n’étaient pas tombés du ciel (au sens figuré !)
les 4% de puissance délivrée par les renouvelables (3325 MW) correspondaient au vendredi 8 déc 2022 vers 9h 30 et la puissance élec délivrée au global en France se situait à 74 398 MW avec une intensité carbone de 160 g environ
les 7% de puissance délivrée par les renouvelables (5079 MW) correspondaient au dimnanche11 déc 2022 vers 9h la puissance élec délivrée au global en France se situait à 70 370 MW avec une intensité carbone similaire.
A ces moments l’intensité carbone des Allemands malgré leur 135 GW de renouvelables installés se situait à 700 g, cela se passe de commentaires !
Enfin on ne peut tenir compte de moyennes statistiques quand en réalité il impératif de répondre à chaque instant aux besoins des consommateurs en électricité ds chaque pays. Dans ces cas présents qui peuvent se reproduire, les énergies pilotables font le job tandis que les intermittents sont « à la rue ».
Moralité pour des responsables dignes de ce nom les stats c’est bien mais prévoir une réalité même exceptionnelle c’est mieux ce qui permet d’éviter tout black-out !
MD: c’est en hiver que la puissance thermique maximale est sollicitée,
mais, en Allemagne, à tout moment, la puissance délivrée par les ENRv peut tomber à presque 0 (2 GW la nuit dernière).
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=DE&source=total&interval=month
Il y a aussi une saisonnalité des ENRv.
Alors que la demande est la même en mai et en septembre, la production des variables est beaucoup plus élevée en mai qu’en septembre, donc, a priori, beaucoup d’effacements à passer au printemps, et beaucoup d’hydrogène à fabriquer pour le mois de septembre entre, autres. Mais je n’y crois guère. Les peuples ne pourront pas payer le coût du stockage de longue durée à 25% de rendement, donc les fossiles vont perdurer en back-up.
@ Marc, d’une part j’ai écrit mon précédent post surtout pour canado
D’autre part, pour info :
Extraire de l’H² blanc avec des forages à 3000 m de profondeur semble bien prometteur ! .
« L’hydrogène blanc, qui nous intéresse ici, correspond à l’hydrogène déjà présent en l’état dans la nature. Il s’agit alors d’une source d’énergie primaire ».
Voir l’article de transitions et énergies du 4 sept
La piste d’un hydrogène issu de phénomènes d’oxydation et de réduction en Lorraine (mais possible ailleurs) je cite encore :
« Deux composés qui, lorsqu’ils entrent en contact, génèrent des réactions d’oxydation du minéral et de réduction de l’eau, qui aboutissent à la production d’hydrogène (H2) et d’oxydes de fer. Si cette hypothèse se confirme, cela impliquerait que cette production d’hydrogène, en plus d’être colossale et naturelle, pourrait donc être presque « renouvelable » car ces processus chimiques d’oxydation et de réduction demeurent rapides (de l’ordre de quelques semaines ou mois) et car la réserve de carbonate de fer dans le sous-sol lorrain est quasi infinie ».
Si le facteur de charge de l’éolien est indépendant de la température, c’est qu’il n’y a aucune corrélation entre la température et la production éolienne.
Pour le reste, quel est le problème ?
Facteur de charge de l’éolien pour la journée entière du 19 décembre 2022 : 62%. Pour celle du 22 décembre : 59%. Pour le mois entier : 29%. Pour janvier 2023 : 36%.
Lorsque cela sera nécessaire, le stockage sera suffisant pour conserver les excédents et compenser les faiblesses, que ce soit avec des STEP ou d’autres moyens de stockage. Sachant qu’une partie des excédent, éolien ou solaire selon les saisons, sera utilisé pour la production d’hydrogène destiné à l’industrie et au stockage de la chaleur (intersaisonnier ou pour plusieurs jours).
Le photovoltaïque n’est pas négligeable, même en hiver (facteur de charge de 6% en janvier 2023 et 12% en février). Sans oublier les bioénergies et évidemment l’hydraulique qui est une énergie renouvelable. Au besoin, un peu de gaz renouvelable, neutre en carbone, servira de complément.
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&interval=month&year=2022&month=12&legendItems=000000000101110000
L’éolien est généralement fort quand la demande est faible, et inversement. Cela se vérifie dans l’immense majorité des cas et se voit comme le nez au milieu de la figure.
L’air océanique des perturbations est doux, et l’air est froid en période anticyclonique.
Il y a de plus en plus de flux de Sud Ouest apportant de l’air très doux, voire tiède en hiver, alors que la dépression d’Islande, qui apportait de l’air frais et humide est également moins présente, tout comme l’anticyclone de Sibérie qui soufflait sur toute l’Europe.
Les courants d’air d’Est et de Nord, en période anticyclonique ne se produisent que dans une minorité de cas.
Les moyennes mensuelles sont de l’escroquerie intellectuelle. Tout le monde le sait sur ce forum.
Et actuellement ? https://www.rtbf.be/article/prix-de-lenergie-le-manque-denergie-eolienne-fait-grimper-les-prix-de-lelectricite-en-europe-ce-week-end-11253722
Baser tout raisonnement sur des moyennes c’est vraiment de l’escroquerie intellectuelle
Un stockage capable de tenir plusieurs jours à l’échelle de l’UE (quand les ENR intermittentes sont à la rue) c’est de la foutaise, Ces escrologistes n’ont visiblement jamais travaillé ds les énergies ni ds la gestion de l’hydraulique, de par leur dogme qui rend fou ils en deviennent dangereux !
Moralité, comme l’énergie élec ne se stocke pas à grande échelle et qu’il faut équilibrer le réseau à chaque instant, tout responsable digne de ce nom qui a les pieds sur terre, n’utilisera jamais les stats comme garde fou !
Il préférera prévoir une réalité même exceptionnelle et avoir les moyens d’y répondre !
C’est intelligent, tellement rassurant et c’est ce qui permet d’éviter tout black-out !
Encore une mauvaise pioche : « L’éolien est généralement fort quand la demande est faible, et inversement. »
Pour deux jours de forte consommation pratiquement identique (1,62 TWh et 1,61 TWh), le facteur de charge éolien peut être très différent : 11,5% et 38,8% (hiver 2022-2023).
Ou bien, hiver 2021-2022, une consommation de 1,74 TWh et 1,73 TWh, pour un facteur de charge très différent de 16,5% et 68,7%.
Le tout dans les vingt jours les plus froids de chaque hiver.
Au cours des douze jours très froids de février 2012, du 1er au 12, lorsque la température nationale a varié de -1,5°C à -4,9°C (moyenne -3,9°C), le facteur de charge éolien a bien été en moyenne de 31,1% , variant de 19,9% à 57,5%, excepté un jour à 13,6%.
Ce sont les valeurs de RTE, qu’il ne suffit pas de citer vaguement. Encore faut-il être capable de savoir quelle était la capacité éolienne installée et savoir faire une règle de trois.
Vous avez vu décembre 2022, voici janvier 2023
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&interval=month&year=2023&month=1&legendItems=000000000101110000
Si vous ne voyez pas l’asymétrie générale entre la production éolienne et la demande, c’est que vous êtes volontairement aveugle.
Ca s’appelle comment en psychologie cet « aveuglement volontaire » ? comme sur l’absence d’origine anthropique du réchauffement climatique récent ?
Une différence entre vous et moi, c’est que lorsque vous me corrigez, cela arrive parfois, comme sur le poids de la voiture à hydrogène ou sur le nombre de réacteurs mis en chantier en Chine, je ne répète pas la même erreur.
Je vous ai déjà répondu qu’en février 2012, l’anticyclone de Sibérie soufflait. C’était d’ailleurs probablement sa dernière grande offensive. Alors ne me ressortez pas le même « argument », vous allez finir comme un autre « membre » de ce forum qui répète toujours la même chose…
Le bon lien, j’espère:
https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&interval=month&year=2023&month=1&legendItems=000000000101110000
Ca ne marche pas.
Prenez le lien sur décembre 2022, et cliquez sur la flèche pour obtenir janvier 2023 !
L’indicateur pertinent serait le coefficient de corrélation sur l’ensemble de l’hiver, en prenant les valeurs jour par jour, et même heure par heure.
Sur les trois premiers mois de l’année 2023, on ne peut que constater que la production éolienne n’est pas du tout en phase avec la demande : https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm? l=fr&c=FR&interval=month&year=2023&month=03&legendItems=000000000101110000 Et c’est le cas une bonne partie de l’année.
Et je répète que en février 2012, la production éolienne n’a pas toujours été en phase avec la demande comme le dit @Canado.
Erreur sur le lien. Rectification : https://energy-charts.info/charts/power/chart.htm?l=fr&c=FR&interval=month&year=2023&month=03&legendItems=000000000101110000
De façon naturelle, les glaciers ont avancé dans les Alpes jusqu’en 1860, alors qu’ils étaient beaucoup plus haut dans les vallées au Moyen-âge. Aussi bien les archives de Chamonix que les vestiges retrouvés en témoignent. Leur recul depuis la fin du Petit âge de glace est pour la plus grande partie naturelle.
D’ailleurs, au cours des dix derniers millénaires, les glaciers alpins étaient moins étendus qu’à ce jour : « Si l’on additionne ces périodes, on constate que, pendant plus de la moitié de ces dix mille dernières années, l’extension glaciaire alpine était plus réduite qu’à présent! »
Les Alpes sans glaciers :
https://www.glaciers-climat.com/wp-content/uploads/Les-Alpes-sans-glacier.pdf
Les variations des glaciers ne dépendent pas uniquement de la température atmosphérique mais sans doute davantage des précipitations, liées à la circulation atmosphérique. Et celle-ci a beaucoup été modifiée par la déforestation massive dans la zone intertropicale tout autour du globe (pas seulement l’Amazonie).
La cause en est pour l’essentiel la croissance démesurée de la population des pays concernés, qui a détruit les forêts et les mangroves à la fois pour se procurer du bois de feu et pour augmenter les surfaces cultivées : produire de la nourriture ou produire des produits d’exportation (café, cacao … ) pour acheter de la nourriture.
La part anthropique dans l’évolution du climat est mal connue et cela ne se réduit pas au CO2 ou autres GES. Le GIEC lui-même n’arrive pas à quantifier quel serait le forçage radiatif d’un doublement du contenu de l’atmosphère en CO2 (lire les rapports eux-même et pas les « résumé pour décideurs »).
La déforestation est un paramètre.
Les capacités d’absorption des surplus de CO2 par l’océan sont incertaines, du comme l’impact des libérations de méthane contenu dans le permafrost.
La vitesse d’évolution du climat lors de ces dernières décennies est sans commune mesure avec celle des cycles naturels,
donc, cela ne peut être du qu’à l’accumulation de GES dans l’atmosphère + la déforestation.
https://fr.wikipedia.org/wiki/R%C3%A9chauffement_climatique
A ce que j’ai lu, il me semble que c’est plutôt le réchauffement climatique global que la déforestation (en elle-même dans certaines partie du monde) qui modifie la circulation atmosphérique.
https://fr.wikipedia.org/wiki/D%C3%A9forestation
Wikipédia n’est pas un site parfait, certainement, mais heureusement quand même qu’il est là.
Ce qui est dit est généralement cohérent.
Concernant le document que vous mentionnez à propos des glaciers des Alpes, l’auteur ne fait que des supputations.
A ce que l’on a pu observer avec précision, la fonte actuelle est d’une vitesse inédite, avec une forte accélération de la perte d’épaisseur de glace lors de ces dernières années.
De nombreuses études montrent qu’au cours des dix derniers millénaires et à certaines périodes, les glaciers ont été moins importants qu’aujourd’hui, partout dans le monde.
Le climat a connu des variations beaucoup plus rapides que lors des dernières décennies, au cours et depuis la dernière glaciation.
C’est en particulier le cas des évènements de Dansgaard-Oeschger (D-O), qui se sont produit 25 fois lors de la dernières glaciation, avec un cycle voisin de 1.500 ans le plus souvent, mais parfois plus long.
« Tout d’abord un réchauffement brutal de 10°C au moins en quelques dizaines d’années seulement, suivi d’un refroidissement graduel (sur quelques centaines à milliers d’années), pour enfin se terminer par un refroidissement brutal. »
La découverte des variations climatiques brutales :
http://acces.ens-lyon.fr/acces/thematiques/paleo/systemclim/gulf-stream/pages_gulfstream/dosscientif/varclimpasse/hypothesegs
Le niveau de la mer était inférieur de 120 mètres à celui d’aujourd’hui à la fin de la dernière glaciation.
Sans remonter dans de lointaines époques, la température à brusquement augmenté de dix degrés ou plus en une cinquantaine d’années :
« The ice core showed the Northern Hemisphere briefly emerged from the last ice age some 14,700 years ago with a 22-degree-Fahrenheit spike in just 50 years, then plunged back into icy conditions before abruptly warming again about 11,700 years ago. » 22°F, c’est 12,2°C.
C’est un résumé de l’Université du Colorado (spécialisée dans l’étude du climat) d’une étude à laquelle ont participé J. Jouzel et V. Masson-Delmotte, deux dirigeants du GIEC (passé et présent), que l’on voit sur les petits écrans au moindre événement « climatique » un peu inhabituel.
L’étude, de juin 2008, est celle-ci : « High-Resolution Greenland Ice Core Data Show Abrupt Climate Change Happens in Few Years »
que l’on trouve ici : https://epic.awi.de/id/eprint/17919/1/Ste2007b.pdf
« La transition chaude en 14.700 AP est la plus rapide et s’est produite en seulement trois ans alors que la transition chaude en 11.700 AP a duré soixante ans, les deux correspondant à un réchauffement de plus de 10 °C. » (°K : Kelvin dans le texte).
En 2012, une étude du CNRS à partir des coraux de Tahiti a montré qu’entre 14.650 AP et 14.300 AP (avant le présent, fixé par définition en 1950 de l’ère commune), le niveau de la mer est monté de 14 à 18 m en seulement 350 ans. Ce qui fait 40 à 50 mm/an, à comparer aux 3 mm par an actuels.
A voir !
Précisions apportées par un glaciologue en désaccord avec @Canado : https://www.tf1info.fr/environnement-ecologie/la-fonte-des-glaciers-alpins-a-t-elle-debute-bien-avant-le-changement-climatique-2270280.html
Le glaciologue en question ne fait aucune référence aux dix mille dernières années et ne peut donc pas être en désaccord avec ce qui a été cité.
Ni en désaccord avec le changement abrupt de la température et du niveau des océans il y a 14.700 ans (entre 14.650 AP et 14.300 AP), ni avec les augmentations brutales de température qui sont survenues 25 fois au cours de la dernière glaciation (lire plus haut).
Mais quelles fiabilité des températures sur les périodes précédemment citées par vous ?
La réponse peut être trouvée auprès de Jean Jouzel (ancien co-président du groupe 1 du GIEC) ou auprès de Valérie Masson-Delmotte (actuelle co-présidente du groupe 1 du GIEC), bien connus des téléspectateurs, qui ont participé à cette étude : « High-Resolution Greenland Ice Core Data Show Abrupt Climate Change Happens in Few Years »
disponible ici : https://epic.awi.de/id/eprint/17919/1/Ste2007b.pdf
Bien sûr, il faut avoir un minimum de connaissances de ce domaine pour comprendre tout cela. C’est autre chose que la télévision.
D’un autre côté, quelle est la précision (et la réalité) de l’écart de température entre 1900 et 2020, en France et dans le monde, lorsque l’on voit l’îlot de chaleur qui existe aujourd’hui autour des stations météo et qui n’existait pas en 1900 ?
Et en dehors du CO2 et des GES, quelle est l’influence des nombreux autres facteurs humains sur les variations de la circulation atmosphérique (nuages, pluies, … dont la température induite en un lieu) ?